книги из ГПНТБ / Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР

пленки гематита. Трещинки заполнены белым эпигенетическим кальцитом. Следовательно, ранее они были зияющими.

Б. К. Прошляков указывает, что в Прикаспийской впадине глины полностью преобразуются в аргиллиты и становятся достаточно хрупкими с глубины примерно 3300 м. В мезозойских отложениях Прикаспийской впадины трещинки в аргиллитах и песчано-алевроли- товых породах, заполненных карбонатами на глубинах свыше 3900— 4000 м, являются обычными. В образцах керна из Аралсорской сверхглубокой скважины они наблюдались до глубины 6661 м.

Нижняя граница зоны развития постдиагенетического измене­ ния пород, по Б. К. Прошлякову, соответствует температурной границе 200° С. Этим автором устанавливаются низкие коллектор­ ские свойства пластов нижнего триаса глубокого залегания и в то же время не отрицается возможность наличия пластов пород с благо­ приятными коллекторскими свойствами, если в них залежи ранее присутствовали, тем самым препятствуя уплотнению и эпигенети­ ческим изменениям пород при погружении.

До глубины 1200—1300 м чистые песчаники снижают свою пори­ стость главным образом за счет перегруппировки обломочных частиц, образования более плотной упаковки. Ниже этой глубины дости­ гается критическое давление на контактах обломочных зерен, про­ исходит их растворение, образуются конформные и инкорпорационные структуры, в силу чего пористость резко снижается примерно на 10% в интервале 1200—2000 м. В дальнейшем темп снижения пористости уменьшается. К глубине 3500 м вследствие заполнения поровых каналов продуктами эпигенеза снижаются фильтрацион­ ные свойства пород, привнос растворенных веществ сокращается. На глубине 4500 м пористость чистых песчаников и алевролитов, по мнению Б. К. Прошлякова, теоретически должна стать равной пористости аргиллитов.

Иначе изменяется пористость у песчаников и алевролитов с повы­ шенным содержанием цемента. Влияние процессов растворения и реге­ нерации кварца и изменение пористости песчаников оказалось незна­ чительным. Наличие глинистой подушки между обломочными зернами нивелирует давление на контактах между ними, и растворение кварца происходит в ограниченных масштабах.

Изучение распределения углекислоты в разрезе дало возможность предположить, что газы на глубине 1500—2500 м в значительной мере являются продуктами растворения карбонатов; понижению содержания кислых газов с глубины 2000—2300 м соответствует повышение карбонатности песчано-алевритовых пород.

Вторичные изменения глинистых минералов с глубиной погру­ жения осадков привели к переходу одних форм глинистых минералов в другие, к изменению их кристаллических решеток и свойств. На глубинах свыше 1500—2000 м постепенно возрастает роль гидро­ слюд, исчезает монтмориллонит, который в силу своих структурных свойств отличается высокой изолирующей способностью. К глубине 3500 м глинистые породы слагаются в основном хлорит-гидрослю-

діістыми образованиями, отличающимися более жесткой кристал­ лической решеткой по сравнению с эластичной монтмориллонитовой;

не являются зияющими, Б. К. Прошляков считает, что на таких глубинах экранами могут служить не только глинистые, но и карбо­ натные и песчано-алевритовые породы. Однако нам представляется, что так как эти породы теряют пластические свойства в условиях боль­

денное Б. К. Прошляковым с целью характеристики коллекторских

пород (количественные соотношения между песчано-алевритовой частью и цементирующим материалом, размер частиц, степень уплотнения пород). Отражением степени уплотнения и эпигенети­ ческих изменений является глубина залегания.

Ряд корреляционных зависимостей, выявленных Б. К. Прошля­ ковым между составом, степенью уплотнения и эпигенетическими изменениями пород и их влиянием на проницаемость и пористость, позволил предложить оценочную шкалу пород по коллекторским свойствам (1969). Выделено девять групп терригенных пород. В зави­ симости от глубины их залегания, содержания цемента (преимуще­ ственно глинистого) приводятся диапазоны колебаний открытой пористости и общие данные о проницаемости.

Данная оценочная шкала, несмотря на схематичность, в опре­ деленной мере позволяет прогнозировать коллекторские свойства пород с глубиной их погружения применительно к рассмотренной территории и возрасту отложений. Метод оценки коллекторов может быть использован для однотипных отложений других районов с близкими тектоническими условиями.

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Днепровско-Донецкая провинция связана с Днепровско-Донец­ кой внутриплатформенной впадиной (ДДВ), которая расположена между Воронежским сводом и Украинским кристаллическим мас­ сивом. Западная часть впадины выделяется под названием Припятского прогиба.

Днепровско-Донецкую впадину выполняют осадки палеозоя, мезозоя и третичных пород, залегающие на докембрийском фунда­ менте. В ДДВ выделяются северный и южный бортовые склоны, центральный грабен, северная и южная зоны окаймления, или зоны краевых ступенчатых сбросов. Для этих зон характерно разное погружение кристаллического фундамента. Центральный грабен

соответствует наиболее погруженной части впадины; в нем осадоч­ ная толща пород собрана в антиклинали.

Днепровско-Донецкая впадина слагается комплексом осадочных пород от девонских до четвертичных отложений включительно. Макси­ мальная мощность их в юго-восточной части предположительно достигает 9000 м и более. С глубиной происходит усложнение струк­ турных планов стратиграфических комплексов, что вызвано наложе­ нием тектонических движений друг на друга во времени.

Выклинивание толщ от осевой части бассейна осадконакопления к его периферии характерно для всех стратиграфических комплексов верхнего палеозоя и мезозоя.

Основными тектоническими формами верхнепалеозойского струк­ турного плана Днепровско-Донецкой впадины являются крупные брахиантиклииали с широким сводом и узкими крыльями. Они развиты повсеместно в приосевой зоне и в прибортовых частях впадины. Все известные в данное время нефтяные и газовые место­ рождения ДДВ располагаются в пределах зон ступенчатых сбросов и в центральном грабене.

За последние 15—20 лет на территории юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины были открыты и введены в промышлен­ ную разработку Радченковское, Качановское, Чернухинское, Сагай­ дак ское и другие газонефтяные месторождения, Шебелинское, Машевское, Сосновское, Кременовское, Мелиховское и другие газовые месторождения, Кибинцевское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское, Прилукское, Леляковское и другие нефтяные месторождения.

Залежи газа и нефти установлены в отложениях палеозоя и мезо­ зоя. Основные запасы полезных ископаемых приходятся на палео­ зойские отложения — девон 12%, карбон 66%, нижняя пермь 18%; в мезозое продуктивны триас (3%) и юра (1%).

Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представ­ ляют каменноугольные отложения. Залежи газа в карбоне встречены во всех его отделах: на нижний отдел примерно приходится 21%, средний 30% и верхний 15% от общих запасов. В Припятском про­ гибе открыт ряд нефтяных месторождений (Речицкое, Ельское

идр.) в межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях девона.

Кчислу наиболее крупных месторождений газа и нефти юго-восточ­ ной части ДДВ относятся Шебелинское, Качановское, Гнединцевское, Радченковское, Глинско-Розбышевское и некоторые другие. Эти месторождения представлены многопластовыми залежами, охва­

тывающими комплекс отложений от карбона до триаса включительно. Залежи нефти и газа размещаются в Днепровско-Донецкой впадине во взаимосвязанных ловушках нефтегазосодержащего ком­ плекса таким образом, что залежи газа приурочены к гипсометри­ чески низко расположенным ловушкам, а залежи нефти к более

высоким.

Месторождения нефти и газа находятся в различных тектони­ ческих зонах региона. В пределах юго-западной прибортовой зоны они расположены на участках антиклинального перегиба юго­

западного крыла и широкого свода наклоненных к северо-востоку крупных брахиантиклинальных складок (Михайловское и Зачепиловское месторождения). Для северо-восточной прибортовой зоны характерна обратная зависимость: основные месторождения нефти и газа связаны с обращенными во впадину участками свода брахи­ антиклинальных (сундучных) складок (Качановское месторождение). Наиболее распространены пластовые залежи нефти и газа (сводо­ вые и экранированные), встречающиеся во всех тектонических зонах впадины.

На втором месте по распространению (но не по значению) идут массивные залежи нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон залежи известны на Ромненском нефтяном место­ рождении, в настоящее время не разрабатываемом из-за малой продуктивно сти.

Наиболее древними отложениями в Днепровско-Донецкой впа­ дине, к которым приурочены нефтегазопроявления, являются поро­ ды девонской системы. Признаки нефти и газа, обнаруженные в этих осадках, связаны в основой с брекчиями кепрока соляных куполов

рождении. Промышленная нефть в девонских отложениях встре­ чена на ряде структур Припятского прогиба.

Промышленные притоки получены из турнейского, визейского, намюрского, башкирского, московского ярусов каменноугольной системы, а также из ее верхнего отдела — араукаритовой свиты. Наибольшее значение имеют продуктивные горизонты, приуроченные к верхневизейским и башкирским отложениям, а также и к караукаритовой свите верхнего карбона. В них встречены благоприятные породы-коллекторы.

Количество проницаемых песчаных разностей в башкирском ярусе средней части ДДВ составляет от 27—28 до 45—47%, в мос­ ковском ярусе от 27—29 до 50—60%. В юго-восточной части впа­ дины количество проницаемых разностей в верхнем карбоне состав­ ляет 40—70%.

В турнейских и нижневизейских отложениях на Зачепиловском месторождении обнаружены промышленные залежи газа. Верхневизейские песчаники в основном продуктивны в южной и северной краевой зонах Днепровского грабена. На Михайловском и Зачепи­ ловском месторождениях они содержат залежи и на Сагайдакском, Радченковском, Кибинцевском, Прилукском и Новотроицком место­ рождениях — залежи нефти.

К породам намюрского яруса приурочены нефтяные и газовые залежи на Зачепиловской, Радченковской, Глинско-Розбышевской, Качановской, Краснопоповской и других площадях.

К песчаникам башкирского яруса среднего карбона приурочены

нефтяные залежи обнаружены на Качановской и Сагайдакской пло­

щадях. На Рыбальской площади промышленные скопления нефти и газа обнаружены в отложениях башкирского и московского яру­ сов. Промышленная газонефтеносность среднего карбона выявлена также на Перещепинском, Кегичевском,Северо-Голубовскоми Красно­ поповском местороящениях. Промышленная нефтегазоносность верхнего карбона (араукаритовая свита) установлена на Качановском, Шебелинском и Гнединцевском месторождениях.

С пермскими, триасовыми и юрскими отложениями связан ряд нефтяных и газовых залежей. В нижнепермских отложениях известны промышленные скопления газа на Шебелинском, Спиваковском, Машевском, Павловском, Кегичевском месторождениях, нефтяные и газовые залежи на Качановском и нефтяные залежи на ГлинскоРозбышевском, Леляковском, Гнединцевском месторождениях.

ной части Донецкого грабена (Солоховское, Вельское, Руновщинское месторождения) промышленно газоносными являются песчаники и рыхлые пески средней юры (байос).

Впалеозойских отложениях ДДВ выявлены следующие экра­ нирующие толщи: 1) алеврито-глинистая толща перми (пересажская свита); 2) хемогенная толща нижней перми; 3) глинистая толща верхов московского яруса; 4) известняково-глинистая толща верх­ него намюра — нижнего башкира; 5) нижняя солевая толща де­ вона (М. Е. Долуда, О. Ф. Рябых, С. В. Литвин и др., 1970).

Впестроцветном комплексе верхней перми и триаса ДДВ выде­ лены две практически непроницаемые нефтегазоупорные толщи. Первая из них, пересажская глинистая толща верхней перми, яв­ ляется нефтегазоупором для залежей, приуроченных к нижнеперм­ ским и верхнекаменноугольным отложениям (Гнединцевское, Леляковское, Глинско-Розбышевское месторождения и др.). Вторая толща — горизонт красноцветных глин нижнесеребрянской под­

свиты (триас) — является экраном для залежей, связанных с коре­ невской толщей и песчано-карбонатным горизонтом (Радченковское, Вельское, Сагайдакское и Рыбальцевское месторождения).

Пересажская толща верхней перми имеет мощность 60—120 м и широко распространена на территории ДДВ.

Анализ материала, проведенный О. Д. Билыком (1967) по извест­ ным месторождениям ДДВ, показал, что минимальная мощность,

и редко псаммоалевропелитовые. Глины содержат различную при­ месь известкового материала. Пористость глин колеблется от 8 до 15%.

Нижнепермская хемогенная толща сложена разнообразными породами, из которых наилучшими экранирующими свойствами

обладает толща каменной соли. Глинистая толща верхов московского яруса (уплотненные глины и аргиллиты) служит экраном для угле­ водородных залежей Качановского, Северо-Голубковского и Краснопоповского месторождений.

Среднекаменноугольный этаж нефтегазоносности отделяется от нижнего региональной покрышкой. Экранирующая толща нижне­ башкирского подъяруса представлена карбонатно-глинистыми поро­ дами с небольшим количеством прослоев песчаников и алевролитов. По соотношению в этой толще карбонатных, глинистых и песчано­ алевритовых пород в ней различают до семи литологических типов пород-экранов (М. Е. Долуда и др., 1970). В распространении лито­ логических типов по площади отмечается следующая закономерность. Наиболее глинистый тип разреза распространен в приосевой части ДДВ, его оконтуривают глинисто-карбонатные типы, в которых преобладают известняки. Отложения со значительным содержанием песчаников и алевролитов в основном приурочены к прибортовым участкам впадины. В отложениях девона в пределах ДДВ просле­

в среднем составляет 600—1200 м. К бортам впадины эта толща выклинивается. На северо-западе она залегает на глубинах 2400— 3200 м, в центральной части — на глубинах 4200—5400 м, в юговосточной, по данным сейсморазведки, толща обнаружена на глу­ бинах более 7000 м.

В разрезе Шебелинского, одного из крупных газовых место­ рождений, расположенного в восточной части Украины, газонос­ ные пласты обнаружены в отложениях араукаритовой свиты верхнего карбона, картамышской свиты (медистые песчаники) и по­ кровской свиты (нижнеангидритовый горизонт) нижней перми.

Газонасыщенными отложениями Шебелинского месторождения являются араукаритовая свиты верхнего карбона, картамышская и покровская свиты нижней перми. Вся газонасыщенная толща пород составляет единую массивную залежь мощностью 1100 м с высокими пластовыми давлениями и единым газоводяным контактом. Абсолютно свободные дебиты газа, получаемые из скважин, колеблют­ ся от 100 до 1100 тыс. м3/сут и более. Пластовые давления в зависи­ мости от глубины вскрытия горизонтов изменяются в пределах 237—254 кгс/см2. Экранирующим горизонтом является каменная соль нижнепермского возраста.

Состав газа внутри залежи одинаков. Средний состав горючих газов имеет следующую характеристику: метана 93,22%, тяжелых углеводородов от этана до пентана включительно 5,28%, азота 1,40%

иуглекислоты 0,14%.

Вразрезе отложений выделяют терригенные и хемогенные толщи

пород. Терригенная толща включает картамышскую свиту (медистых песчаников) нижней перми и араукаритовую свиту карбона. Хемо­ генная толща включает покровскую свиту (нижний ангидритовый горизонт) нижней перми.

На Шебелинском поднятии различают несколько типов дизъ­ юнктивных нарушений. Здесь прослеживаются предмезозойские региональные взбросо-надвиги, диагонально секущие складку с юговостока на северо-запад. Сбросы имеют наибольшую амплитуду в своде складки и к периферии затухают. Структура тектоническими нарушениями разбита на ряд блоков. Скважины, расположенные вблизи тектонических нарушеітий, в большинстве дают высокие дебиты газа.

В разрезе продуктивных отложений И. А. Мухаринская и О.В. Зарицкая (1962) выделяют два типа трещин — макротрещины шириной более 100 мк и микротрещины с раскрытостью главным образом от 10 до 100 мк.

Макротрещины прослеживаются почти во всех разностях газо­ носных пород. Они имеют ширину от долей миллиметра до 3—5 мм. Преобладают трещины закрытые, выполненные каким-либо минераль­ ным веществом или породой. В породах, слагающих араукаритовую свиту, трещины выполнены в основном доломитом и кальцитом.

Вотложениях картамышской свиты трещины обычно заполнены ангидритом с примесью доломита и глинистым веществом с битумом.

Впородах хемогенной толщи преобладают трещины, выполненные ангидритом или каменной солью.

О.В. Зарицкая (1962) указывает, что состав минералов, выпол­ няющих трещину, идентичен составу аутигенных примесей в породах, характерных для различных частей разреза газонасыщенной толщи.

Открытые трещины зафиксированы в отложениях араукаритовой и картамышской свит. Трещинная пористость, подсчитанная по открытым трещинам, не превышает 0,02—1,79%, проницаемость от 0,1 до 112,7 миллидарси. При большой густоте трещин трещинная проницаемость резко возрастает до весьма больших величин.

Араукаритовая свита в разрезе Шебелинского газового место­ рождения представляет собой чередование песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин с подчиненными маломощными про­ слоями известняков. Она подразделяется на две части: нижнюю, песчаноалевритовую, мощностью около 300 м и верхнюю, алеврито­ глинистую, мощностью 210—220 м. Среди алеврито-глинистых пород верхней части свиты встречаются редкие прослои песча­ ников.

По данным М. Е. Долуда, С. В. Литвин и др., в нижней части свиты имеют развитие песчаники (35—40% от мощности) мелко- и среднезернистые, с прослоями крупнозернистых, аркозового состава со слюдисто-глинистым цементом. Отсортированность зерен, сла­ гающих песчаники, различная; встречаются песчаники с плохо и хорошо отсортированным обломочным материалом. Преобладают мелкозернистые разности (фракция 0,25—0,10 мм составляет от 30 до 52%, в среднем 35%). Песчаники часто содержат значительное количество частиц алевритовой размерности (0,10—0,01 мм от 13 до 42%) и пелитовые частицы (меньше 0,01 мм от 4 до 31%). Содер­ жание легко растворимых веществ в песчаниках (при растворении

зуются большим развитием (30—35% от мощности) и подразделяются на две группы: с преобладанием мелкоалевритовой фракции (0,05— 0,01 мм от 24 до 48%) и крупноалевритовой (0,10—0,05 мм от 29 до 61%). В алевролитах мелкозернистых содержится больше пелитовых частиц (22—48%) и меньше песчаных частиц (до 5%), чем в алевролитах крупнозернистых.

Содержание легко растворимых веществ в алевролитах состав­ ляет около 9% . В зависимости от состава алевролитов они отличаются по величине пористости. Так, алевролиты крупнозернистые характе­ ризуются общей пористостью в среднем 11,5% и алевролиты мелко­ зернистые пористостью 9,6% ; соответственно пористость открытая у алевролитов в первом случае равна 9,8%, во втором 6,9%. Плот­ ность алевролитов 2,46—2,47 г/см3.

Глины нижней части свиты имеют меньшее развитие, чем песчано­ алевритовые породы (20—25% от мощности). Они представлены аргиллитоподобными глинами и аргиллитами (плотность 2,57 г/см3), характеризуются гидрослюдистым составом. Глинистые породы зале­ гают в разрезе нижней части свиты в виде прослоев и пластов мощ­ ностью 10—15 м.

Вверхней части араукаритовой свиты широко развиты алевро­ литы и глины; песчаники занимают небольшое место (10—13% от мощности). Они представлены мелкозернистыми разностями с со­ держанием алевритовых и пелитовых частиц. Алевролиты глинистые (в среднем до 18% пелитовых частиц) содержат до 8% легко раство­ римых веществ и характеризуются высокой плотностью (2,52 г/см3), что повлияло на значение пористости, которая составляет 8%.

Вотложениях араукаритовой свиты выделяют семь газоносных горизонтов А0—Ав, прослеживающихся по всей площади и сложенных главным образом песчаниками. В нижней части араукаритовой свиты на своде структуры выделяется пять газоносных горизонтов (А2—А6) и в верхней части — два газоносных горизонта (А0 и А л). Песчаные пласты, залегающие в основании свиты, являются водо­ носными.

Газоносный горизонт А0 приурочен к маломощным линзовидным прослоям песчано-алевритовых пород верхней части свиты и плохо выдержан по площади.

Газоносный горизонт Aj представлен песчано-алевритовыми поро­

дами, залегающими в виде пачки, хорошо прослеживающейся по площади месторождения. Песчаные породы мощностью 15—18 м, слагающие продуктивную пачку, залегают в виде крупных линз, иногда сменяющихся по простиранию песчано-алевритовыми поро­ дами.

Песчаники горизонта Aj представлены мелкозернистыми раз­ ностями с содержанием алевритовой фракции и глинистого цемента. Они характеризуются открытой пористостью 19%. Алевролиты

данного горизонта обладают пониженной открытой пористостью 12,7%.

Газоносный горизонт А2 сложен пачкой песчаников мелкозерни­ стых, чередующихся с алевролитами. Песчаники мелкозернистые, глинистые, мощностью до 15 м, залегают в виде крупных линз, неравномерно выдержанных по площади.

Газоносный горизонт А3 состоит из двух песчаных, хорошо выдержанных по площади пластов, мощностью 7—10 м каждый, разделенных алеврито-глинистыми породами. Песчаники главным образом мелкозернистые алевритистые глинистые.

Горизонт A4 представлен тремя песчаными хорошо выдержанными по площади пластами, общей мощностью до 40 м. Пласты песчаников разделены пачками алеврито-глинистых пород. В сводовой части поднятия песчаники мелкозернистые, глинистые, газоносные, на крыльях водоносные.

Горизонт Ав представлен аркозовыми песчаниками мелкозер­ нистыми, содержащими прослои крупнозернистых песчаников, алевролитов и глин. Горизонт Ав сложен хорошо прослеживающимися по площади песчано-алевритовыми породами. Газ обнаружен в сво­ довой части складки.

По данным М. Е. Долуда, С. В. Литвин и др., неравномерное распределение цементов и неоднородность их состава в значитель­ ной степени повлияли на коллекторские свойства песчано-алеври­ товых пород араукаритовой свиты. Наиболее высокие значения пористости отмечаются у песчаников с глинистым цементом норового типа, меньшие при смешанных цементах, еще меньшие при глинисто­ железистом цементе и небольшие (до 10—11%) при карбонатном цементе. Среднее содержание цемента в песчано-алевритовых поро­ дах свиты составляет 15—25%.

Общая пористость песчаников 14% , алевролитов 9,6% . Пористость открытая песчаников 13,1% и алевролитов 8,8%. Пористость эффек­

в пределах от величин меньше 2,5 до 100 мк и больше (А. А. Ханин, 1969).

Для пород с малой проницаемостью размер пор в песчаниках составляет до 10—15 мк и для пород с большей проницаемостью — до 80—100 мк и более. Однако доминирующие группы фильтрующих пор для различных групп песчаных коллекторов составляют 3, 6, 10 и 15—20 мк, их количество от 12 до 4% от объема порового пространства.

Проницаемость песчаников, по данным изучения керна, колеблет­ ся от долей 1 до 100 миллидарси, в среднем для коллекторов состав­ ляет 12 миллидарси. Проницаемость алевролитов, по данным изу­ чения керна, обычно меньше 1 миллидарси, лишь для некоторых крупнозернистых разностей достигает 26 миллидарси.

Изучение пород араукаритовой свиты показало, что в них раз­ виты трещины как открытые, так и закрытые, выполненные каль­ цитом, ангидритом, анкеритом и другими вторичными минералами. Трещины повышают проницаемость пластов и способствуют пере­ току газа и распределению его в породах араукаритовой свиты. Остаточная водонасыщенность песчано-алевритовых пород свиты, изученная И. А. Мухаринской (1963), колеблется от 18 до 57%.

Картамышская свита (медистые песчаники) Шебелинского газо­ вого месторождения представлена толщей часто чередующихся, преимущественно красноцветных глин, алевролитов и песчаников с маломощными прослоями карбонатных пород. Породы-коллекторы свиты изучались В. Д. Шулениной, О. В. Зарицкой, И. А. Мухарин­ ской и др. Расчленение этой толщи отложений на газоносные пачки М4—М5 по геофизическим данным носит сравнительно условный характер. В пачках Mj и М2, залегающих в верхней части свиты, преобладают алевролиты и глины, в подчиненном количестве раз­ виты песчаники, доломитовые мергели, доломиты и ангидриты. Песчаники, чередуясь с алевролитами, не образуют достаточно выдержанных прослоев. Они переходят по простиранию в алевритово­ глинистые породы.

Пачки М3 и М4 (средняя часть картамышской свиты) слагаются теми же породами, что и пачки М4 и М2. Песчаники составляют около трети разреза пачек М3 и М4 . Остальная часть разреза сло­ жена чередующимися прослоями алевролитов и глин.

Нижняя часть разреза (пачка М5) состоит из глин и алевролитов с подчиненным количеством песчаников. Песчаники бурые и краснобурые, изредка серые и зеленовато-серые, мелко- и тонкозернистые, горизонтально- и косослоистые.

По минералогическому составу песчаники олигомиктовые и полимиктовые. Основными породообразующими минералами являются кварц (65—95%), полевые шпаты (2—15%), слюды (3—20%) и облом­ ки пород (0—20%), главным образом кварцитов и кремней. Обло­ мочный материал песчаников представлен преимущественно угловато­ окатанными и реже окатанными зернами. Содержание фракции 0,25— 0,1 мм не превышает 53%, фракции 0,10—0,01 мм от 16 до 31% и фракции меньше 0,01 мм 21%. Средний размер зерен песчаников равен 0,111 мм.

Алевролиты наиболее развиты в разрезе свиты. Они обычно краснобурого цвета, реже зеленовато-серые, сильно глинистые (28—39%), в различной степени карбонатные. Минералогический состав алев­ ролитов в основном тот же, что и песчаников. Обломочные зерна, слагающие алевролиты, по степени окатанности угловатые, редко угловато-окатанные. В гранулометрическом составе алевролитов преобладает фракция 0,05—0,01 мм (до 50%). Средний размер зерен составляет 0,039 мм.

Изучение цементов песчаников и алевролитов картамышской свиты Шебелинского месторождения позволило О. В. Зарицкой